超重力氮气气提处理含硫污水工艺参数研究

为解决气田高含硫污水易造成土壤污染、管道腐蚀以及污水处理难度增大等问题,提出将超重力技术应用于含硫污水处理领域,设计并搭建了一套超重力氮气气提脱除S2-的实验装置,探究不同S2-浓度下超重力气提的处理效果。为确定后续实验的取样时间,在实验之初进行重复性实验,在不同转速下,通过对不同时间的取样结果进行分析,确定最佳取样时间。通过改变超重力机的超重力因子、含硫污水pH值、气液比、实验温度,以脱硫率为实验指标,给出不同因素对超重力气提法处理含硫污水效果的影响规律,给出相应的机理分析,并确定在实验工况下的最优工艺参数:超重力因子为145.02,pH值为6.0,气液比为60,温度为50℃。在最优工艺参数下,超重力氮气气提可实现92%的脱硫率。     

油田采出水处理系统脱硫塔结垢分析与探讨

针对含硫污水气提脱硫装置出现的结垢问题,分析其结垢原因以及现场操作对气提脱硫塔结垢的影响。含硫污水气提系统结垢主要是由于污水中含有碳酸钙、碳酸镁,在气提过程中加入酸能达到除垢的效果,但在反应过程中会增加对设备管线的腐蚀;而在气提过程中加入阻垢剂,易于操作且对设备管线腐蚀较小,阻垢效果也好。故推荐在气提过程中加入阻垢剂,这为今后处理高含硫污水提供了可行的参考方案。     

原油脱硫及稳定工艺模拟分析及优选

顺北1井区原油为轻质原油,因硫化氢(H_2S)含量高给原油处理和输送带来一定的安全隐患。为了明确最适用的脱硫稳定处理工艺,采用数值模拟的方法进行工艺研究,确定脱硫过程中H_2S等的变化规律,探索各种脱硫工艺的工艺参数。通过综合考虑高含硫原油物性、脱硫效果和原油的稳定要求,对顺北1井区高含硫原油进行闪蒸、气提、分馏等工艺模拟分析,明确不同脱硫稳定工艺的影响因素,优化并优选脱硫及稳定工艺,最终确定适用于顺北1井区原油脱硫稳定工艺。     

含硫污水双塔汽提

<正> 为了更好地处理含硫污水,在原有的单塔汽提处理的基础上,建立了一套处理能力50～60吨/时的双塔汽提装置,并于1980年5月投产,经一年来的运行考查,取得初步成效。工艺流程简介如下:含硫污水一路进料,一路与两个塔底抽出物先后换热后进入塔1(脱H_2S塔),塔底由蒸汽加热汽提。塔顶控制一定条件,使含H_2S浓度>60％的酸性气从塔顶分出,送硫磺回收装置。塔底污水与进料换热后进入塔2(脱NH_3塔)中     

气田高含硫污水负压气提脱硫及尾气无害化处理技术研究

针对目前普光气田高含硫污水气提脱硫率低的问题,通过采用“曝气+负压气提+尾气催化氧化”工艺技术,设计正交实验,优选出最优负压气提脱硫操作条件为:污水pH值4.0、温度20℃、气提真空度-0.02 MPa、空气曝气气液体积比20∶1,污水负压气提脱硫率高达94%。各操作条件对脱硫率的影响由强到弱顺序为:空气曝气气液比、污水pH值、气提真空度和污水温度。实验优选出铁基离子液体作为尾气脱硫催化剂。结果表明,铁基离子液体中Fe 3+对H 2S氧化速率很快,净化后尾气中H 2S质量浓度为0 mg/m^3,氧化产物为单质S,同时离子液体可通过空气将Fe 2+氧化成Fe 3+,实现低成本循环利用,解决了含硫尾气燃烧的SO 2排放问题。     

井场原油脱除H_2S工艺技术研究

针对我国西部某油田A井区高含硫的问题,利用专业软件模拟和相关实验开展了井场原油气提脱硫技术和化学脱硫技术的研究。在模拟A井气提脱硫的基础上,得出气提法的优化参数为塔压0.3MPa,6层塔板,气提气量和塔底重沸器温度依据气提气充足与否和耗能情况进行调节,气提气量控制在4.7~6.1m3/t,相应的塔底重沸器温度为152.0~41.6℃。对于化学脱硫,通过实验筛选出了适用于A井、主要成分为二异丙基合成物的脱硫剂,并评价了用量、作用时间、含水率、温度等因素对其脱硫效果的影响。     

吹脱法处理油田集输系统污水中H_2S小型工艺试验

针对国内油田集输系统污水中H_2S的成因,在吹脱法的基础上对脱除H_2S装置进行优化设计,建立了二级连续吹脱污水中H_2S的工艺流程,并对吉林油田某采油厂污水进行单因素吹脱实验,考察不同操作条件下工艺参数对污水H_2S吹脱效率的影响。实验结果表明:在采用HCl为调节剂,调节pH值为6.0,吹脱温度为60℃,吹脱气流量为5 000 mL/min,含油浓度为200 mL/g的条件下,油田污水中H_2S的脱除率可达到99%,吹脱尾气与Pb(CH_3COO)_2反应生成的黑色沉淀PbS可以回收直接利用;降低pH值、升高温度和增加吹脱气流量可有效提升H_2S脱除率。     

联合站高含硫污水曝氧除硫技术研究

氧化脱硫技术利用空气中的氧气对污水中的S2-进行氧化作用,使其成为不具有腐蚀性的S2O42-离子,从而使污水中硫化物浓度下降。通过曝氧脱硫试验,证实了空气氧化除硫的可行性,得出含硫60mg/L的污水氧化除硫到5mg/L以下需要的空气量,需要的气液比为7∶1～8∶1;得出了除硫后污水中硫化物可在注水罐中稳定有所下降,含氧由塔出口的0.8mg/L下降到0.5mg/L以下的变化规律,得出了曝氧除硫的运行费用为0.227元/m3。得到了适合江河联合站污水处理的脱硫运行参数,以及脱硫后污水含氧、含硫、腐蚀速率的关系,为江河联合站污水脱硫技术提供数据。     

高含硫气田集输管材耐腐蚀评价

高含硫气田采气工程金属管材的腐蚀评价包括硫化氢应力腐蚀开裂、氢致开裂、电化学腐蚀3个方面,模拟工况应综合考虑H2S/CO2分压、温度、气液相、单质硫、流动条件、应力加载和矿化度等评价条件。采用淬火加回火工艺制造的L360QCS直缝埋弧焊钢管,硫(0.02％)、磷(0.003％)元素含量控制低,硬度小于248HV,在模拟普光气田高含硫集输工况的条件下没有发生氢致开裂和硫化氢应力开裂,管材的抗硫性能较好。     

高含硫气田含硫污水三级除硫技术优化

普光高含硫气田产出污水H2S质量浓度高达1 000 mg/L以上,需进行深度处理使H2S含量符合相关标准要求。为此,在污水处理中采用三级除硫技术,即一级气提、二级氧化、三级絮凝沉降。在实际运行过程中,三级除硫工艺逐渐暴露出一些不足,如污水气提塔极易出现堵塞,次氯酸钠氧化除硫效果逐渐变差,絮凝沉降效果显著降低。通过技术优化,在一级气提处理过程中采用分离器溶硫热洗解堵新工艺,避免了气提塔堵塞;在二级氧化除硫工艺过程中,采用双氧水替代次氯酸钠,保证了弱碱性环境中二价硫的迅速氧化;在三级絮凝沉降除硫工艺中,优化了除硫剂、混凝剂和絮凝剂的配比,实现了气田含硫污水的100%处理,处理后水中硫化物质量浓度小于10 mg/L,达到B2水质标准。     

污水汽提脱硫装置余汽回用系统改造

1 前言武汉石油化工厂的污水汽提脱硫装置采用“双塔汽提”工艺处理炼油装置排放的高含硫、含氨污水。脱硫塔(塔-1)采用重沸器(蒸汽耗量1,2t/h左右)进行汽提脱硫,脱氨塔(塔-2)采用直接返入蒸汽、(蒸汽耗量4.5～5.5t/h)进行汽提脱氨。装置原设计的余汽回用系统不尽合理,     

Catacarb法(脱硫、脱碳)

该法用于从气流中脱除 CO_2、H_2S 和 COS。净化气含 H_2S<4ppm、含 CO_250ppm—2％。回收的 CO_2不含 H_S,适合食品或饮料业应用。吸收剂是一抑制腐蚀的钾盐溶液,内含一种高活性、稳定、无毒的催化剂。吸收设备为填料塔或板式塔。对净化气纯度要求高时,可采用两段吸收。吸收了酸性杂质的富液经闪蒸进入再生塔顶部,由塔底再沸器加热产生的水蒸气汽提脱除 CO_2和 H_2S。再生后的贫液泵回吸收塔。     

高含硫气田钻具腐蚀研究进展

介绍了高含硫气田钻井过程中H2S对钻井的危害特点及应力腐蚀机理,探讨了钻具硫化氢腐蚀的影响因素,提出预防钻柱失效的四条措施即正确选材,改善工作环境,降低服役载荷或应力以及加强管理。指出含硫气田钻具腐蚀与防护研究的热点及发展发向是:开展高温高压、H2S CO2 Cl-共存、以及高矿化度地层水等恶劣环境腐蚀研究;加强对H2S CO2共存环境中的腐蚀基础理论研究;开发经济性抗硫钻杆及制定相关标准,为我国高含硫气的开发提供指导的借鉴。     

华北地区含硫化氢地下储气库脱硫运行技术

为了进一步推动国内含H_2S地下储气库的优化运行,以华北地区X地下储气库为例,为防止其运行过程中采出的天然气因含H_2S引发的安全问题,提出了有针对性的脱硫运行技术对策。主要包括:井筒抗硫技术、含硫气井井口失控远程点火技术和地面H_2S处理技术。地下选用国产宝钢生产的D114.3 mm BGT1气密封型防硫化氢螺纹油管及耐压强度达34.5 MPa的井下安全阀。对含硫井口配备失控远程点火系统。在地面主要采用"活性炭+脱硫剂"分层装填脱硫塔的方式实现采出混合气体脱硫,并结合储气库井受双向压力及井底热传导效应促进硫溶解。通过摸索并实施一系列针对性的技术对策,X储气库完全自主实现零事故安全运行,为类似地下储气库的建设及运行提供了一定的参考。     

氯化法去除含油污水中的H_2S

许多油田在油气储运、加工过程中产生的含油污水里,都存在一些低含量的H_2S。其含量一般从几毫克/升至几十毫克/升不等。这些H_2S可能是自然存在于水中,也有可能是由于硫酸盐还原菌活动的结果。在对油田含油污水进行处理以及回注利用的过程中,H_2S的存在是十分有害的。H_2S能引起污水处理系统和注水系统的设备与管线的严重腐蚀,而这些腐蚀的生成物会     

脱硫装置MDEA再生塔腐蚀分析与防腐措施

根据长庆油田天然气脱硫装置MDEA再生塔目前腐蚀现状,分析了CO_2、H_2S、CO_2/H_2S/H_2O及温度对腐蚀的影响。结果表明,再生塔腐蚀是以CO_2局部腐蚀为主。针对主要腐蚀因素,提出了气体膜技术分离CO_2,可将原料气中CO_2从6.9%降至3%,减弱了设备腐蚀程度。     

轻质原油中H_2S脱除药剂方案研究与应用

油井凝液中的H_2S如果不进行处理,不仅腐蚀站场容器设施,而且最终会挥发到大气中,存在环保风险。为此,研究采用物理吸附法和化学吸附法的联合方法制成脱硫药剂,该药剂为水基药剂,既溶于水,又能充分溶于油,既能对油水中的H_2S产生吸附,又能和H_2S反应,从而去除含水轻质原油中的H_2S。在对装有含H_2S介质的储罐进口加入脱硫药剂后,通过检测H_2S脱除效果明显,油样中H_2S质量浓度由脱硫前的95 mg/L以上降低到6 mg/L以下,H_2S脱除率达到94%以上,脱硫后油品挥发气中已闻不到H_2S气味;脱硫药剂在脱硫过程中不会加剧油品的乳化,没有固态物质析出,不会对油品物性造成影响。     

基于HYSYS软件的混烃气提脱硫稳定工艺设计研究

针对某油田混烃碱洗脱硫工艺所产生碱渣的无害化处理运行费用高的现状,开展了混烃气提脱硫稳定工艺替代碱洗脱硫工艺的可行性研究。采用Aspen HYSYS软件对混烃气提脱硫稳定工艺进行模拟表明,随着塔板数、回流比的增加,轻烃产量增加,饱和蒸气压和硫化氢含量降低,产品质量提高;随着塔操作压力的增大,轻烃产量增加,饱和蒸气压和硫化氢含量增高,产品质量降低;随着塔底温度的提高,轻烃产量减少,饱和蒸气压和硫化氢含量降低,产品质量提高;增大气提气量,轻烃产量略有增加,塔顶冷凝器及塔底重沸器的热负荷略有增大。最后指出,采用该替代工艺是可行的。     

油田地面集输管道腐蚀穿孔风险分析

地面集输管道腐蚀穿孔直接影响油田的安全、环境和生产,因此明确管道腐蚀穿孔的风险显得至关重要。通过对某油田腐蚀穿孔的碳钢管道化学成分、金相组织和腐蚀产物形貌等分析,发现管样内壁的均匀腐蚀为CO_2、H_2S在高矿化度地层水中的电化学腐蚀所致;局部腐蚀及腐蚀穿孔为高矿化度地层水中CO_2电化学腐蚀、Cl~-局部催化所致,并伴随有一定程度的H_2S腐蚀。据此识别该油田碳钢管道腐蚀穿孔的关键风险因素为采出液含水率高、CO_2与H_2S共存及Cl-加速腐蚀。可根据关键风险制定防治措施,如加大内涂层管、双金属复合管或非金属管的投用,连续加注缓蚀剂等,从而逐步改善该油田的腐蚀现状,降低腐蚀穿孔次数,确保油田安全正常生产。     

高酸性油气田污水处理工艺

哈萨克斯坦让纳若尔高酸性油田的三个油气处理厂每天运行产生7 000m~3/d污水,水质复杂,油、悬浮物、H_2S、Cl~-含量高,具有很强的腐蚀性。根据污水水质特点,采用重力分离、预催化强化混凝反应沉淀、双料吸附过滤、蒸汽汽提脱硫工艺对污水进行净化处理。处理后的净化水达到油田回注水质的要求。